Abstrak: PT. X merupakan salah satu perusahan yang bergerak bidang Eksplorasi dan Produksi minyak dan gas yang beroperasi di Gresik, Jawa Timur mengalirkan gas kering dari fasilitas pengolahan darat ke Pembangkit Jawa Bali (PJB). Berdasarkan catatan internal PT.X dari tahun 2007 sampai tahun 2016, terdapat 1 (satu) kali kejadian kebocoran pipa penyalur gas pada bulan Agustus tahun 2015 disebabkan oleh faktor ekternal. Selain terjadinya kecelakaan tersebut, beberapa kegiatan masyarakat yang dekat dan bersinggungan dengan jalur pipa penyalur PT. X terpantau semakin meningkat seiring dengan perkembangan kegiatan industri dan pemukiman padat penduduk di daerah Gresik. Berdasarkan kondisi ini maka diperlukan kajian risiko untuk mendapatkan gambaran profil serta tingkat risiko pipa apabila terjadi kebakaran dan ledakan terutama di daerah padat penduduk. Hasil penelitian dengan menggunakan kajian risiko semi kuantitatif menunjukkan bahwa terdapat beberapa segmen jalur pipa penyalur yang mempunyai nilai Relative Risk (RR) yang rendah dengan nilai 0.7 dan 1.8 dari nilai rata rata RR sebesar 2.4 serta dengan nilai probability of survive berkisar antara 66.9 % sampai 69.4% yang menunjukan risiko terjadinya kecelakan dan adanya konsekuensi terhadap lingkungan paling besar dibanding segmen jalur pipa yang lain. Kajian risiko secara kuantitatif dilakukan terhadap beberapa segmen pipa tersebut dan hasilnya menunjukkan bahwa segmen pipa tersebut masih dalam tingkat risiko yang ACCEPTABLE dan TOLERABLE. Berbagai upaya pencegahan dan mitigasi harus dilakukan oleh PT. X untuk mempertahankan dan menurunkan tingkat risiko pipa penyalur gas sampai tingkat ACCEPTABLE. Kata kunci: Kajian Risiko; Relative Risk ; Probability of survice; Tingkat Risiko. PT. X is one of the oil and gas exploration and production companies operating in Gresik, East Java, transporting dry gas from Onshore Processing Facilities (OPF) to the Java Bali Plant (PJB) through pipeline. Based on internal records of PT.X from 2007 to 2016, there was 1 (one) time occurrence of pipeline failure in August 2015 caused by external factor. In addition to the occurrence of the accident, some activities close to and intersect with the pipeline channel PT. X is observed to increase in line with the development of industrial activities and densely populated in the Gresik area. Based on this condition, an assesment is required in order to obtain a description of the risk profile and the risk level of the pipeline in case of fire and explosion, especially in dense populated areas. From the results of research by using semi-quantitative risk analysis showed that there are several segments of the pipelines that have low Relative Risk (RR) with the value of 0.7 and 1.8 of the average RR value of 2.4 and with probability of survive value ranges from 66.9% to 69.4% . It shows that the risk of accidents and the impact of environmental consequences is greater than the other pipeline segment. Quantitative risk assessments were conducted to the pipeline segments and the results show that the pipeline segment is still at risk level ACCEPTABLE and TOLERABLE. Various mitigation and prevention efforts must be performed by PT. X to maintain and lower the risk level of gas transmission pipeline to ACCEPTABLE levels. Key words : Risk Analysis, Relative Risk, Probability of Survive; Risk Level

Abstrak: Analisis risiko pada pipa 6” crude oil SP PDT I - SP Tambun di PT Pertamina EP Region Jawa Field Tambun tahun 2013 ini dilakukan mengingat adanya potensi bahaya dan risiko yang mengancam keselamatan pekerja dan masyarakat di sekitar jalur pipa. Penelitian yang bersifat deskriptif analitik dan dilakukan dengan menggunakan metode analisis semi kuantitatif ini bertujuan untuk mendapatkan nilai dan level risiko yang ada.Hasil penelitian yang menggunakan sistem skoring berdasarkan Model Studi Zulkifli Djunaidi ini menunjukkan bahwa nilai probabilitas dari pipa yang diteliti adalah 13,05 poin dengan nilai konsekuensi sebesar 5,11 poin. Berdasarkan perhitungan, nilai risiko relatif-nya adalah 2,55 sehingga termasuk level risiko High Risk berdasarkan Tabel ALARP Kriteria (EPA, 2004). Oleh sebab itu, perlu dilakukan tindakan perbaikan dan pengendalian yang tepat untuk risiko yang memberikan kontribusi besar terhadap kemungkinan terjadinya kebocoran, kebakaran, dan ledakan pada pipa.

---

Risk analysis for 6” crude oil pipeline system SP PDT I - SP Tambun at PT Pertamina EP Java Region Field Tambun 2013 has to be done because the presence of the hazards and risk potential that threats not only employee’s safety but also people’s safety around the pipeline Right of Way (ROW). This analytical descriptive research that uses semi-quantitative analytical method has a purpose to assess the existing risk score and risk level.The result of this research that uses scoring system based on Zulkifli Djunaidi’s Study Model shows that the probability’s score is 13.05 points and the consequence’s score is 5.11 points. Based on calculation, the relative-risk score is 2.55 and belongs to High Risk Level based on ALARP Criteria Table (EPA, 2004). Therefore, an appropriate improvement and controlling system need to be performed for the pipeline major risks by PT Pertamina EP Java Region Field Tambun.

Abstrak: Pipa sebagai sistem penyaluran atau distribusi menjadi kebutuhan utama di industri minyak dan gas bumi saat ini. Namun penggunaan jalur pipa ini tersimpan bahaya sehingga menjadi salah satu sumber bahaya utama instalasi minyak dan gas bumi di dunia. Penilaian risiko fasiltas operasi di industri minyak dan gas bumi mutlak diperlukan untuk melihat tingkat kegagalan dan kehandalan sistem operasi fasilitas tersebut. Fasilitas CGP SKW PTJM akan dilakukan perubahan fasilitas, salah satunya adalah pipa penyalur LPG existing 8 inchi sepanjang 110 km yang akan menjadi pipa penyalur pipa kondensat dari CGP SKW ke ORF J. Keadaan tersebut menyebabkan diperlukannya penilaian risiko kembali fasilitas pipa existing 8 inchi sepanjang 110 km. Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan gambaran risiko relatif keberadaan jalur pipa kondensat ukuran 8 inchi dari CGP SKW ke ORF J sepanjang 110 km. Penelitian dilakukan dengan menggunakan metode semi kuantitatif model W. Kent Muhlbauer tahun 2004. Pembagian seksi pipa dilakukan berdasarkan kepemilikan lahan, tipe penggunaan lahan, kedalaman pipa, buoyancy control, teknik konstruksi, tipe proteksi katodik dan tipe vegetasi sehingga menghasilkan 12 seksi jaringan pipa. Dari hasil penelitian diperoleh indek risiko yang paling rendah adalah indek indek kesalahan pihak ketiga dengan nilai (69,50), setelah itu indek desain dengan nilai (70,50), urutan berikutnya adalah indeks korosi dengan nilai sebesar (71,33), dan indeks yang tertinggi adalah indek kesalahan operasi dengan nilai sebesar 85. Faktor dampak kebocoran tertinggi terdapat pada seksi 1, 9, 11 dan 12 dengan nilai 5,25. Faktor dampak kebocoran terendah terdapat pada seksi 2,4,6,7 dan 10 dengan nilai 1,75. Seksi pipa yang paling berisiko untuk mengalami kegagalan paling tinggi adalah seksi 1, 11 dan 12 dengan nilai 56,95. Sedangkan seksi pipa yang paling tidak berisiko untuk mengalami kegagalan adalah seksi 6 dengan nilai 174,29. PTJM berdasarkan standar AS/ANZ 4360 harus melakukan pengelolaan risiko dengan prioritas puncak pada seksi pipa 1,3,5,8,9, 11 dan 12. Variabel risiko yang dapat dilakukan peningkatan oleh PTJM antara lain indek kerusakan pihak ketiga (line locating, public education, ROW condition dan patrol frequency), indeks korosi (proteksi internal, tes timbal, close interval survey condition dan internal inspection), indeks desain (corrective action) dan indeks kesalahan operasi (safety system, SCADA, training dan mechanical error preventer). Kata kunci: Penilaian risiko, Jalur Pipa, Metode Semi Kuantitatif Model Muhlbauer, Risiko Relatif